引用本文
李冬蕾, 胡琳, 王建伟, 邓薇, 贾元钊, 柴晓武. 低阻水淹层地化录井识别技术在南海北部A油田的应用[J]. 录井工程, 2024,35(1): 52-60.
LI Donglei, HU Lin, WANG Jianwei, DENG Wei, JIA Yuanzhao, CHAI Xiaowu. Application of geochemical logging identification technology of low resistivity water-flooded zones to A oilfield in the northern South China Sea[J]. Mud Logging Engineering, 2024,35(1): 52-60.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2024.01.009  
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低阻水淹层地化录井识别技术在南海北部A油田的应用
李冬蕾①, 胡琳①, 王建伟②, 邓薇①, 贾元钊①, 柴晓武②
①中国石油渤海钻探第二录井公司
②中国石油渤海钻探第一录井公司

作者简介：李冬蕾 工程师,1989年生,2013年毕业于重庆科技学院资源勘查工程专业,现在中国石油渤海钻探第二录井分司从事地质综合研究工作。通信地址：062552 河北省任丘市渤海钻探第二录井公司。电话：18631739532。E-mail：1657587432@qq.com

收稿日期: 2024-02-05
摘要

在油田开发过程中,常采用注水方式为地层提供能量。由于储层的非均质性,通常物性好、连通性好的层位被快速水淹,剩余油较少,而物性差、连通性差的层位因注入水未波及,则留存较多剩余油。部署调整井开发剩余油需避开水淹层射孔,因此需要对水淹层进行准确识别。通过优选 S1、nC24/nC29、∑（C1-C5）/∑（C1-C9）等地化录井优势参数进行有机组合,建立了基于地化谱图对比识别方法、热蒸发烃气相色谱参数nC24/nC29比值法,以及轻烃组分∑（C1-C5）/∑（C1-C9）比值与岩石热解 S1交会图板法用于低阻水淹层地化录井识别。该技术在南海北部海域A油田的应用表明,水淹层识别符合率达到87.5%,取得了较好的应用效果,为油田开发避开水淹层提供了科学依据。

关键词: 低阻水淹层; 地化录井; 岩石热解; 热蒸发烃气相色谱; 轻烃组分分析; 交会图板
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Application of geochemical logging identification technology of low resistivity water-flooded zones to A oilfield in the northern South China Sea
LI Donglei①, HU Lin①, WANG Jianwei②, DENG Wei①, JIA Yuanzhao①, CHAI Xiaowu②
①No.2 Mud Logging Company, BHDC, CNPC, Renqiu, Hebei 062552,China
②No.1 Mud Logging Company, BHDC, CNPC, Tianjin 300280,China
Abstract

In the process of oilfield development, water injection is often used to provide energy for the formation. Because of the heterogeneity of the reservoirs, the strata with good physical properties and good connectivity will be generally flooded quickly, resulting in less remaining oil, while the layers with poor physical properties and poor connectivity retain more remaining oil. To develop the remaining oil by deploying adjustment wells, it is necessary to avoid the water-flooded zones for perforation, so it is necessary to accurately identify the water-flooded zones. By optimizing the dominant parameters of geochemical logging such as S1, nC24/nC29, ∑（C1-C5）/∑（C1-C9）, and combining them organically, the geochemical logging identification method based on geochemical spectrum comparison, the nC24/nC29 ratio method of thermal evaporation hydrocarbon gas chromatographic parameters, the light hydrocarbon component ∑（C1-C5）/∑（C1-C9） ratio and the rock pyrolysis S1 intersection chart method are established for the geochemical logging identification of low resistivity water-flooded zones. The application of the technology to A oilfield in the northern South China Sea shows that the coincidence rate of identifying water-flooded zones is 87.5%, and has achieved good application results, which provides a scientific basis for oilfield development to avoid water-flooded zones.

Keyword: low resistivity water-flooded zone; geochemical logging; rock pyrolysis; thermal evaporation hydrocarbon gas chromatography; light hydrocarbon component analysis; intersection chart
0 引言

当前老油田剩余油已呈高度分散状态, 但仍有相对富集的层位, 油田开发进入了深度开发的新阶段[1]。在油田开发过程中, 随着原油的不断采出, 油层孔隙压力逐渐下降, 原油产能降低, 为了稳定产能, 自20世纪20年代以来广泛使用注水技术驱油开发[2, 3]。由于油层的非均质性较强, 水驱油过程中导致油层内部分强水淹、部分弱水淹甚至未水淹, 水淹程度极不均衡。油田后期开发剩余油, 需要避开水淹层射孔, 因此, 如何及时、有效地识别水淹层成为一项重要研究课题。

目前, 国内各油田对水淹层的评价以测井评价和密闭取心评价为主[4]。测井评价技术受岩性、物性、含油性、注水矿化度等影响较大, 特别在低阻水淹层识别以及水淹层与原始含水油层识别上存在一定难度; 密闭取心受其成本的影响, 亦难以满足注水开发的日常需求。

为了充分发挥录井在水淹层识别上的作用, 部分油田开展了水淹层地化录井识别技术相关研究[5, 6, 7]。通过岩心水驱油实验发现, 多项地化录井参数对水淹层较敏感, 且基本不受储层物性、地层水矿化度等因素影响, 通过综合运用地化录井方法可以较好地识别原始流体性质及低阻水淹层。

本文对南海北部海域A油田开展了水淹层地化录井识别技术相关研究, 采用地化谱图对比、热蒸发烃气相色谱参数比值、轻烃组分比值与岩石热解参数交会图板等方法, 对水淹层进行地化录井综合识别, 并在现场应用中取得了较好效果。

1 水淹层基本特征

水淹层是指油层自注入水开始至只剩残余油的水层为止这期间的产层。目前国际上依据试油综合产水率范围将水淹层划分为4个级别（表1）：未水淹、弱水淹、中水淹、强水淹[8]。

表1 水淹层分级标准

产层被水淹后, 其气油比、剩余油饱和度、剩余油分布、原油性质以及原始地层水矿化度等特征均有所变化[9, 10]。

（1）储层开发中后期注水阶段, 油层内气油比下降, 轻组分下降更为明显[5], 同一套油水系统内气油比随着水淹程度的增强而降低。

（2）随着注入水量的增多, 水将储层孔隙中的油气逐步驱离, 孔隙中烃类气体及原油丰度明显下降, 水淹层的含水饱和度不断增加, 剩余油饱和度不断下降。根据实验室水驱油实验结果表明, 弱水淹时含油饱和度下降约10%, 中水淹时含油饱和度下降20%~30%, 强水淹时含油饱和度下降30%以上[8]。

（3）产层被水淹后, 剩余油分布状况发生变化。在注水过程中水驱油并非活塞式推进, 而是由于储层的非均质性, 注入水优选孔隙度大、渗透性好、连通性好、阻力相对较小的层段呈舌状或指状推进, 直至阻力相对较小的层段原油被水驱走; 物性差、阻力较大的层段孔隙中保留较高的含油饱和度。一般情况下, 剩余油富集于正韵律沉积的地层上部、反韵律沉积的地层下部、复合韵律沉积的地层顶底部, 以及孔隙度和渗透率均较差的层段内。

（4）产层被水淹后, 原油性质也随之发生变化, 主要体现在粘度、密度及其组成上。一般来说, 受注入水影响, 油层温度会降低, 随水淹程度增强, 原油中轻质组分相对减少, 重质组分相对增加, 溶解气逐渐减少, 原油密度和粘度变大。同时, 注入水带入部分氧和细菌, 受氧化和乳化作用影响, 也会使原油粘度和密度增大。

（5）油层注水后使原始地层水矿化度发生变化。地层水与注入水混合, 由于注入水的离子组分不同, 不同井累计注水量及相对注水量不同, 使得地层混合水的矿化度复杂多变, 难以准确确定, 给以电阻率测井为主的剩余油评价造成较大困难。

2 水淹层地化录井识别参数与识别方法
2.1 水驱油实验地化参数响应特征

将饱含油（中质油）岩心在实验室环境下进行水驱油实验, 根据产水率情况, 分阶段采样进行岩石热解、热蒸发烃气相色谱分析[11]。实验结果显示：岩石热解S1、S2、Pg参数损失率随产水率升高而升高（图1）; 热蒸发烃气相色谱正构烷烃损失率随产水率升高亦升高, 但C10-C12及C28以上的正构烷烃损失率较小, C13-C28正构烷烃损失率较大（图2）。实验表明, 地化参数分析可有效反映油层的不同水淹状况。

图1 水驱油实验岩石热解参数响应

图2 水驱油实验热蒸发烃气相色谱参数响应

2.2 水淹层地化录井识别参数优选

以水淹层基本特征为基础, 结合岩心水驱油实验及研究区域实钻水淹层数据分析, 建立了水淹层地化录井综合识别技术, 主要优选岩石热解、热蒸发烃气相色谱及轻烃组分分析技术中能够反映储层水淹后含油气丰度变化的地化参数, 并进行有机组合。受研究区域钻探作业现场多采用水基钻井液的条件所限, 本文选取的录井数据均在水基钻井液环境下获取, 各项研究均在水基钻井液环境下进行。

2.2.1 岩石热解技术参数优选

岩石热解分析可获得S0、S1、S2、Tmax4项直接参数, 以及Pg、TPI、OPI等多项派生参数。随水淹程度的增强, 含水率上升, 岩石热解参数S1、S2、Pg均有不同幅度的减小。从岩石热解参数出峰谱图（图3）可见, 常规储层的S1峰值高, 峰面积大, 对比更直观, 因此选择S1为水淹层特征识别参数。

图3 岩石热解参数出峰谱图

2.2.2 热蒸发烃气相色谱技术参数优选

热蒸发烃气相色谱分析除了能获得C11-C40等直接参数外, 还可获得全烃峰面积、Pr/Ph、Pr/nC17、Ph/nC18等多项派生参数。因为正构烷烃C13-C28随着产水率升高损失率较大, C10-C12与C28以上的正构烷烃随着产水率升高损失率较小, 因此选择C13-C28与C28以上的单体正构烷烃的比值参数来识别水淹程度, 本文选取两个单体正构烷烃C24与C29的比值（nC24/nC29）来作为热蒸发烃气相色谱的水淹层识别参数。同时色谱全烃峰面积与含油丰度呈正相关, 水淹程度的增加会导致油层含油丰度下降, 全烃峰面积亦下降, 因此热蒸发烃气相色谱的全烃峰面积参数亦可识别水淹程度。

2.2.3 轻烃组分分析技术参数优选

轻烃组分分析可以获得C1-C9之间的正构烷烃、异构烷烃、芳烃、环烷烃等100多个单体烃类参数及派生参数。各单体烃的物理、化学性质十分复杂, 本文不将其作为研究对象, 仅选择能够反映含油丰度变化的轻烃全烃峰面积、烷烃组分比值（∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9））两个参数作为水淹层识别参数。

2.3 水淹层地化录井识别方法建立

水淹层地化录井识别技术已在大庆、大港、华北等油田推广应用, 效果较好, 其中大庆油田录井公司解释符合率达到80%左右。然而, 由于每个油田地质条件、储层类型、生油母质类型均不同, 因此所建水淹层地化录井识别方法、解释标准也不尽相同。本文根据南海北部海域A油田储层注水开发过程中的特征, 建立了3种适合该区的低阻水淹层常规识别方法：地化谱图对比法、热蒸发烃气相色谱参数比值法、地化参数交会图板法。

2.3.1 水淹层地化谱图对比法

分别选择岩石热解谱图对比、热蒸发烃气相色谱谱图对比及轻烃组分分析谱图对比方法, 对油层和水淹层进行识别。

（1）岩石热解谱图对比法。根据岩石热解谱图（图4）可知, 油层谱图（图4a）S1峰高和峰面积大; 水淹层谱图（图4b）S1峰高和峰面积则明显比油层小。

图4 油层和水淹层岩石热解谱图

（2）热蒸发烃气相色谱谱图对比法。根据热蒸发烃气相色谱谱图（图5）可知, 油层谱图（图5a）基线平直, 碳数分布宽、单体正构烷烃峰高和峰面积大, 全烃峰面积大; 水淹层谱图（图5b）基线微隆起, 碳数分布与油层相同, 单体正构烷烃峰高和全烃峰面积则明显低于油层。

图5 油层和水淹层热蒸发烃气相色谱谱图

（3）轻烃组分分析谱图对比法。根据轻烃组分分析谱图（图6）可知, 油层谱图（图6a）轻烃组分单体烃个数多, C1-C5单体烷烃峰面积大, 轻烃全烃峰面积大; 水淹层谱图（图6b）轻烃组分单体烃个数与油层相似或少于油层, C1-C5单体烷烃峰面积和轻烃全烃峰面积则明显低于油层。

图6 油层和水淹层轻烃组分分析谱图

2.3.2 水淹层热蒸发烃气相色谱参数比值法

随着油层水淹程度逐渐增加, 热蒸发烃气相色谱组分丰度则逐渐下降, 但不同组分下降程度不同。C10-C12及C28以上正构烷烃组分丰度下降幅度小, 而C13-C28正构烷烃组分丰度下降幅度大, 因此可以运用正构烷烃丰度比值法识别水淹层。

根据南海北部海域A油田水淹层热蒸发烃气相色谱参数nC24/nC29比值统计可知, 在水基钻井液环境下, 通常油层nC24/nC29比值在3.0~5.0之间, 水淹层nC24/nC29比值< 3.0, nC24/nC29比值越小水淹程度越高, 故以此作为水基钻井液环境下热蒸发烃气相色谱参数nC24/nC29比值的水淹层识别标准。

2.3.3 水淹层地化参数交会图板法

通过轻烃组分衍生参数统计分析可知, 轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值和岩石热解S1参数与油层水淹程度具有一定负相关性关系。

以南海北部海域A油田试油结果为依据, 建立了该区域轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值与岩石热解S1地化参数水淹程度识别交会图板（图7）。由于图板中油层水淹程度区分度较好, 利用该图板可将研究区域按油层水淹程度划分为未水淹区、弱水淹区、中水淹区和强水淹区。

图7 地化参数水淹程度识别交会图板

2.3.4 水淹层地化录井综合识别技术

由于研究区部分井或某些局部的油层物性不均、含束缚水等复杂地层情况, 对岩石热解、热蒸发烃气相色谱参数具有明显的影响, 使识别水淹层的地化谱图对比法、热蒸发烃气相色谱比值法及地化参数图板法的应用效果受到一定程度的影响。为适应复杂地

层环境, 本文以水淹层基本特征为基础, 结合岩心水驱油实验及研究区域储层注水开发特征, 建立了水基钻井液条件下的水淹层地化录井综合识别技术, 其应用流程如下：

（1）利用热蒸发烃气相色谱谱图识别原始储层的流体性质。若原始储层为油层, 其热蒸发烃气相色谱谱图组分齐全, 基线平直（图8a）, 若原始储层为含束缚水油层, 其热蒸发烃气相色谱谱图组分相对齐全, 但基线明显抬升, 并呈不规则状（图8b）。

图8 热蒸发烃气相色谱谱图

（2）根据储层原始流体性质, 选择不同的识别方法。若储层原始流体性质为油层, 以地化谱图对比、热蒸发烃气相色谱参数nC24/nC29比值、轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值与岩石热解S1交会图板为水淹层主要识别方法; 若储层原始流体性质为含束缚水油层, 以地化谱图对比、轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值与岩石热解S1交会图板为水淹层主要识别方法。

（3）依据地化录井识别方法对应的评价标准及交会图板综合识别水淹层。当热蒸发烃气相色谱谱图判断原始储层为油层时, 在地化谱图对比岩石热解S1、热蒸发烃气相色谱参数正构烷烃峰面积低于油层, 热蒸发烃气相色谱nC24/nC29比值< 3.0, 轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值与岩石热解S1交会图板位于水淹区的情况下, 可识别为水淹层。当热蒸发烃气相色谱谱图判断储层为含束缚水油层时, 在地化谱图对比岩石热解S1、热蒸发烃气相色谱正构烷烃峰面积低于油层, 轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值与岩石热解S1交会图板位于水淹区的情况下, 可识别为水淹层。

3 水淹层地化录井识别技术应用

运用本文所建立的低阻水淹层地化录井识别技术, 对南海北部海域A油田的4口水平调整井低阻水淹层进行识别, 解释油层、水淹层合计40层, 结合试油和实际生产资料验证, 录井解释符合35层, 符合率为87.5%。

本文以其中1口水平调整井NH-A井为例, 进行低阻水淹层地化录井识别技术的应用效果分析。

3.1 NH-A井地质概况

目前南海北部海域A油田共有8口在生产井, 综合含水率90.7%, 原油采出程度60.1%。该油田主要目的层S油组油层测井电阻率为1~2 Ω · m, 为典型的低阻油层, 密闭取心及测试等资料证实该层动用程度低, 原油采出程度仅为6.6%, 剩余油富集。该油组目前有4口井在生产, 其中的NH-A井部署在A油田构造高部位, 该井采用水基钻井液, 在钻井过程中利用低阻水淹层地化录井识别技术进行实时跟踪解释, 在目的层1 424~2 313 m井段, 常规录井共解释759 m/14层, 地化解释分为4段, 分别为：①1 424~1 660 m、②1 660~1 700 m、③1 700~1 902 m、④2 032~2 313 m。

3.2 地化录井参数特征分析

反映各层段水淹状况的地化录井参数特征分析如下。

3.2.1 热蒸发烃气相色谱参数特征

对NH-A井低阻水淹层的识别首先是根据热蒸发烃气相色谱谱图判断录井解释层的原始流体性质, 该井4个层段的部分热蒸发烃气相色谱谱图如图9所示。

图9 NH-A井热蒸发烃气相色谱谱图

根据热蒸发烃气相色谱谱图可见, NH-A井目的层原始流体性质可分为油层及含束缚水油层, 故该井水淹层识别方法以地化谱图对比、图板判别为主。该井原始油层主要位于①②④段, 其热蒸发烃气相色谱谱图基线形态为平直-微隆起; 含束缚水油层主要位于③段, 其色谱谱图基线抬升明显。根据热蒸发烃气相色谱谱图对比分析, ②④段峰面积明显小于①③段, 有水淹特征。整合该井热蒸发烃气相色谱各参数, 最终解释原始油层7层, 原始含束缚水油层7层（表2）。

表2 NH-A井地化录井综合分析数据

3.2.2 岩石热解参数特征

NH-A井4个层段岩石热解谱图如图10所示, 通过谱图对比分析可见：②④段岩石热解S1峰面积明显低于①③段, 反映出水淹特征; 从岩石热解分析数据（表2）可知, NH-A井②④段岩石热解S1数值明显较低, 同样反映出水淹特征。

图10 NH-A井岩石热解谱图

3.2.3 轻烃组分参数特征

NH-A井4个层段的轻烃组分谱图如图11所示, 从谱图对比分析可见, ②④段峰面积明显小于①③段, 反映出水淹特征。通过轻烃组分分析数据（表2）可知, NH-A井目的层1 424~2 313 m轻烃全烃峰面积及∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）纵向由上至下呈逐渐减小的趋势, ②④段数值相对更低, 同样反映出水淹特征。

图11 NH-A井轻烃组分谱图

3.3 NH-A井水淹层地化录井综合识别

NH-A井②④段热蒸发烃气相色谱全烃峰面积、岩石热解S1、轻烃组分全烃峰面积、轻烃∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）普遍小于①③段对应参数。将目的层段地化数据投点在轻烃组分∑ （C1-C5）/∑ （C1-C9）比值与岩石热解S1地化参数水淹程度识别交会图板上（图7）, ①③段数据落在未水淹区, ②④段落在中水淹区, 故地化解释①③段为油层、②④段为中水淹层（图12、表2）。

图12 NH-A井低阻水淹层地化录井图

测井解释井段1 710.5~1 901.3 m和2 029.4~2 307.0 m分别为油层和干层, 这两层开发合采, 初期产液59.5 m3/d, 其中产油25.6 m3/d, 初期含水率57%。本井录井解释结论与试采结论更符合, 验证了低阻水淹层地化录井识别技术的有效性。

4 结论

（1）地化录井资料基本不受地层水矿化度变化的影响, 可以弥补常规方法中水淹层难以准确识别的问题。但水淹层识别是一项复杂工程, 涉及油藏构造、钻井工程、储层油质、录井技术、测井技术等多个方面, 研究人员应该充分了解施工井区油藏构造、钻井工程等方面的特征, 优选录井优势参数进行有机组合, 才能有效识别水淹层。

（2）本文的水淹层地化录井识别方法是在水基钻井液条件下建立的, 对于油基钻井液条件下的水淹层识别并不适用。油基钻井液对水淹层地化录井技术识别的影响因素更多, 也更复杂, 例如在油基钻井液环境下, 油层的热蒸发烃气相色谱C12-C23之间正构烷烃受油基钻井液环境影响明显, 而C23以上正构烷烃受影响则较小。因此, 探索在油基钻井液条件下的水淹层地化录井识别技术应为科研人员的下一步重点研究方向。

（3）本文在南海北部海域油田建立的低阻水淹层地化录井识别技术应用取得了较好效果, 证实地化录井在水淹层识别上的优势。由于储层的非均质性、油水关系的复杂性、水驱油过程的错综性, 只有通过不断完善多环境下水淹层地化录井综合识别技术, 才能进一步提高水淹层识别效果。

编辑 唐艳军

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